基于物质平衡的页岩气井压裂改造裂缝体积与面积计算

页岩气井的压后排采过程呈现明显的阶段性特征,根据生产气液比与累积产气量的关系曲线可将整个排采阶段划分为早期阶段和晚期阶段。在排采生产早期,气井表现为气液同产,并以产液为主,此时页岩基质向裂缝系统的供气能力不足,整个水力裂缝系统（主压裂缝、次级压裂缝及沟通天然裂缝）可视为封闭体系。从物质平衡原理出发,建立了基于排采早期阶段生产数据的压裂裂缝初始体积和面积的计算模型,并以龙马溪组典型页岩气井进行了实例分析。结果显示,分析井的裂缝体积为注入压裂液量的70%左右,裂缝面积可达107m2量级,较大的改造裂缝面积也说明压裂形成了较复杂的缝网,提高了气井有效泄流面积。该模型解释结果与页岩气井排采参数和产气能力吻合良好,是评价压裂裂缝参数和改造效果的有效途径,对矿场水力压裂效果评估具有指导意义。     

页岩气储层压裂改造技术

通过资料调研,分析了页岩气的储层特征:页岩气藏储层中的页岩既是烃源岩也是储层,普遍富含有机质;页岩气藏储气类型以自由气和吸附气为主,吸附气以吸附状态赋存在于酪根和粘土颗粒的表面;页岩矿物组分复杂,渗透率极低,天然裂缝较发育.介绍了国外不同页岩气藏储层压裂改造工艺及相关配套技术;北美页岩气藏开发形成了以水平井完井和分段压裂为主的主体技术,以滑溜水和复合压裂液为主的压裂液体系,以分段多簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、微地震裂缝监测和大规模连续混配的配套技术.中国页岩气资源量达20×10(12)-30×10(12)m3,开发潜力巨大,通过了解和学习国外页岩气开发现状和技术,从而加快中国在页岩气成藏理论、构造背景、地质成因、生储盖理论、开发方式、压裂改造技术及相关配套工具等方面的研究步伐,尽快实现中国页岩气的商业化开发.     

应用微地震监测数据估算储层压裂改造体积

准确计算储层压裂改造体积有助于评估压裂效果及部署开发方案。针对微地震事件点分布边界不规则、储层压裂改造体积难以准确计算的问题,在前人研究的基础上,选用基于Delaunay三角形剖分的Alphashape方法,研发了基于微地震监测数据的储层压裂改造体积估算方法,并编写了算法程序,解决了利用微地震事件点估计不规则边界的问题,较为准确地计算出了储层压裂改造体积。利用该方法计算了砂砾岩体、泥页岩、致密砂岩等不同类型储层压裂改造体积,结果显示该方法具有较好的稳定性和适用性,能够适用于评价各类非常规储层压裂改造效果。     

页岩气储层压裂改造技术综述

页岩属于低孔低渗储层,其开发难度非常大,90%的页岩气井需经过储层改造才能获得较为理想的产气效果,压裂技术是进行储层改造、提高产能的最主要手段。为了全面系统地了解各种压裂技术,通过大量的文献调研及整理研究,简单介绍了页岩气压裂技术的发展历程,并详细论述了目前应用于页岩储层改造的主要压裂技术的理论基础、技术特点、适用性及各种压裂工艺间的差异性。同时,介绍了几种近些年发展产生的新型压裂技术,包括混合压裂技术、纤维压裂技术、通道压裂技术,以及在页岩储层压裂中的应用情况及展望。针对我国页岩气勘查开发工作刚刚起步,施工经验不足的现实情况,了解各种压裂技术特点,寻找适合我国页岩储层的压裂技术,对我国页岩气勘查开发具有重要意义。     

基于物质平衡原理的页岩气井产能评价方法

页岩气已成为特低渗透储层中最重要的非常规能源之一,由于其独特的储层性质和多级水力压裂改造的共同作用,形成了复杂的多尺度流动机制.在物质平衡理论的基础上,采用五线性流模型的储层构造简化方式,依据储集容量和渗流特征关系将地层分为基质压力系统和裂缝压力系统,将具有"一井一藏"特征的页岩气井SRV分为基质压力系统和压裂裂缝压力...     

页岩气储层体积缝网压裂技术新进展

体积缝网压裂是以在储层中形成大规模复杂裂缝网络为目的的压裂工艺技术,是低渗、特低渗页岩气储层实现工业开采最有效的增产措施。介绍了近期提出的同步压裂(或拉链式压裂)、交替压裂(或"德州两步跳"压裂)和改进拉链式压裂技术工艺原理及其实现方法,对比分析了其各自存在的优缺点,简要阐述了成功实现页岩气储层体积缝网压裂的关键辅助技术(清水压裂技术、微地震监测技术及参数优化方法等)。研究发现,改进拉链式压裂利用同步压裂和交替压裂优点的同时规避了它们各自的不足,使其压后效果相比于同步压裂和交替压裂更好,为页岩气的进一步开发提供了新思路。最后,针对目前尚存在的问题,分析了其可能原因并指出了未来发展方向,对我国页岩气高效开发具有重要指导意义。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

基于三重介质模型的体积压裂后页岩气储层数值模拟方法

页岩气储层渗透率极低,基本无产能,须进行体积压裂改造形成裂缝网络才能开采。一般采用双重介质模型进行页岩气储层数值模拟,但该模型无法准确模拟远井地带由于压裂开启并相互连通的天然裂缝。为此,针对压裂后的页岩气储层,建立三孔双渗页岩气储层体积压裂模型来描述不同区域渗透率变化与气体吸附解吸过程。新建模型考虑了页岩气的吸附机理,将基质作为气源,将二级次生裂缝与一级次生裂缝视为2个等效的多孔连续体,压裂主裂缝则作为离散裂缝予以描述。对比新建模型与传统的双重介质模型模拟结果后发现,所建三孔双渗页岩气储层体积压裂模型计算的日产气量和累积产气量均高于双重介质模型,结合双重介质模型模拟产量一般低于实际产量的情况,认为采用考虑天然裂缝的三孔双渗页岩气储层体积压裂模型能够更准确地描述水力压裂井的产量变化。各级裂缝渗透率和初始吸附气含量对生产动态的影响结果表明:二级次生裂缝渗透率对累积产气量影响较大,在生产中应当采取措施提高二级次生裂缝渗透率;而初始吸附气含量对累积产气量影响并不明显。     

压裂改造技术在页岩气储层中的应用

目前水平井完井、大规模分段压裂改造已经成为实现页岩气商业化开发的主体技术措施.页岩储层根据其岩石矿物类型和天然裂缝发育程度不同可以定性地分为脆性页岩和塑性页岩,在脆性页岩地层中压裂液主要有减阻水或减阻水+线性胶体系,塑性地层中一般采用高黏度交联冻胶、泡沫压裂液体系等.经过30年的发展,北美页岩气已经实现了效益开发,而国内页岩气勘探开发则刚刚起步,尚处于勘探评价阶段.W201井是国内第1口为勘探页岩气钻的井,其基质渗透率极低(0.00018×10-3μm2),脆性矿物含量较高,裂缝较发育,吸附气含量较高.结合国外页岩气开发经验,通过对W201井储层评价、液体优选、工艺措施优化,成功实现了页岩储层大规模减阻水压裂施工,标志着国内在页岩气压裂施工工艺、液体体系、裂缝监测等方面实现突破.     

有效改造体积压裂效果评价方法及应用

准确刻画压裂缝网改造体积以及厘清影响改造体积的主控因素,是非常规油气藏体积压裂有效实施的关键。然而,目前尚缺乏精确刻画缝网改造体积的方法,主控因素分析也过于简单,不能满足实际工程需求。针对该问题,提出了一种基于非结构化网格的复杂缝网有效改造体积刻画方法,该方法在精确刻画缝网系统的基础上,与实际生产动态紧密结合,采用随机森林算法分析影响改造体积的主控因素,评价方法更加客观,符合现场需求。现场应用结果表明:新方法所获得的改造体积与传统方式估计的改造体积相比更准确,平均相差16%;压裂缝网规模由多变量控制,影响改造体积的一级主控因素中,压裂施工参数影响占53.8%,地质及岩石力学参数影响占46.2%。该方法可为多段压裂水平井的优化设计及压裂后生产效果预测提供借鉴。     

页岩气体积压裂数值模拟研究

为建立合理的页岩气体积压裂水平井产能模拟模型,同时研究压裂裂缝参数及地层性质对压裂井产能的影响,通过油藏数值模拟的方法,以某口页岩气井基本参数为基础,利用椭球体状的线网模型模拟复杂的裂缝网络,并利用不可流动油中的溶解气模拟页岩中的吸附气,建立页岩气体积压裂水平井的产能预测模型。在建立模型的基础上分析页岩气体积压裂水平井储层改造体积、网状裂缝导流能力、改造体积的复杂程度等参数对产能的影响,并研究了地层渗透率非均质性等对改造井的影响。结果表明,所建模型能高效模拟实际页岩气体积压裂水平井产能。研究显示改造体积越大,裂缝的导流能力越强,主、次裂缝的间距越小,页岩气体积压裂水平井的产能越高。地层渗透率各向异性对气井产能的影响较小。所建模型对页岩气体积压裂开发效果的预测有积极意义。     

页岩气藏体积压裂数学模型研究

页岩储层具有一定密度和连通性的天然裂缝,而对复杂天然裂缝网络的描述非常困难。目前还没有针对页岩气藏的渗流模型,其模拟模型还基于常规的黑油模型或双重介质模型。黑油模型适用性广、解法完善,是目前油气藏数值模拟中最经典的模型,但是它不能考虑气体解吸附作用;因此,对页岩气藏的适用性比较差。文中建立以溶解气模拟吸附气的模型。即利用溶解气油比曲线模拟朗格缪尔等温吸附曲线,将油相视为不可流动相,黑油模型中的气相即为页岩气藏中的自由气。考虑了气体的解吸附作用和扩散作用,对比了其与单一介质的模拟结果,与传统的双孔单渗模型模拟结果相比,二者均能较好地进行页岩气产能预测。     

基于返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法及应用

页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数,但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积,该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型,并结合水相物质平衡方程和渗流方程,推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现,在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线,利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据,可以计算页岩气井压裂有效体积,从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明：(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积,且计算结果可靠;(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据,否则计算结果偏小;(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰,并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法,同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。     

基于物质平衡修正的页岩气藏压裂水平井产量递减分析方法

基于压裂水平井非结构PEBI网格,引入尘气模型建立了综合考虑页岩气藏吸附/解吸、扩散和达西流的运移数学模型,结合控制体有限差分法和全隐式法推导了页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减数学模型,并考虑了页岩吸附/解吸作用修正Blasingame现代产量递减分析方法中的物质平衡拟时间,将该方法扩展到页岩气藏,计算获得了页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线。结果表明:与物质平衡修正后的产量递减曲线相比,修正前的页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减曲线值偏小,并且边界拟稳定流出现的时间更早,计算出的单井控制储量偏小;页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线可划分为早期裂缝线性流、早期径向流、复合线性流以及拟稳定流4个流动阶段;页岩吸附/解吸作用对产量递减典型曲线有显著影响,其中Langmuir压力对其影响是非线性的,而Langmuir体积对其影响为线性的。     

深层页岩气储层岩石力学特性及对压裂改造的影响

赋存深度对页岩储层岩石力学特性具有显著影响.研究深层页岩的形变破坏机理,获得赋存深度对岩石力学参数的影响规律,能够为页岩油气开发提供至关重要的基础参数.采用不同深度页岩岩样系统开展了岩石力学实验,分析了深层页岩的关键力学性质,得到了其强度参数及形变模量的变化规律.结果表明:深层页岩在力学强度、抗形变破坏能力、破裂方式等...     

电驱压裂设备在页岩气储层改造中的应用

压裂设备是页岩气藏储层改造的核心装备,随着国内页岩气勘探开发向深层进军,压裂工艺技术的发展对相关装备提出了更高的要求,而电力驱动则是压裂设备技术发展的重要方向。为此,调研了国内外电驱压裂设备的技术进展,指出大功率变频系统是决定其性能的一项关键技术,在分析该技术应用于电驱压裂设备适应性的基础上,结合2500型电驱压裂车在四川盆地威远地区实施页岩气储层改造压裂作业情况,对比分析了电力驱动压裂设备与柴油驱动压裂设备的相关经济技术指标。研究结果表明:①较之于相同功率的柴油动力压裂车,电驱压裂车可以实现功率全覆盖和输出排量的连续调节,能更好地满足压裂工艺对泵送排量精确控制的作业要求,同时还可以节省动力费用约68%、节约设备购置成本10%～20%;②较之于橇装设备,电驱压裂车具有更好的移运性能,适合在黄土沟壑、丘陵山地等道路条件较差的压裂井场推广应用。进而提出建议:下一步将提高单机功率密度作为电驱压裂设备的发展方向,同时加大高压大功率半导体器件的基础研究,提前做好页岩气平台建设的用电需求规划,以更好地发挥电驱设备的作业成本优势。     

非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造中的应用

非常规储层水平井体积压裂技术在国内属于探索阶段,通过论述体积压裂技术的概念、适合的地质条件和实现的工艺技术,并通过巴90井的现场实例,论证了非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造中应用的可行性。     

鄂尔多斯盆地低压海相页岩气储层体积压裂及排液技术

天然气资源量丰富的鄂尔多斯盆地中奥陶统乌拉力克组海相页岩气藏,是中国石油长庆油田公司油气增储上产的重要资源基础,但较之于国内外其他页岩气藏,前者地层压力系数低、储层物性及含气性较差、提产难度更大。为此,在前期直井试验的基础上,开展了水平井体积压裂研究与试验,总体按照长水平井分段多簇大规模压裂的技术思路,立足鄂尔多斯盆地页岩气储层压裂的地质特征,开展了裂缝扩展机理与形态特征研究与分析;在此基础上,优选建立全三维裂缝模型进行参数优化,试验井ZP1井压裂15段103簇,压后形成了较为复杂的裂缝网络,裂缝复杂指数介于0.4～0.6,微地震监测带长579 m、带宽266 m、缝高146 m。针对该盆地低压页岩气大液量压裂后面临的排液难题,开展了气体增能压裂试验,考虑储层物性、含气性和分段裂缝等特征,在试验水平井压裂时分段注入液氮805 m3,根据压力恢复数据测试地层压力系数由0.7～0.8提升到1.88;建立了井筒气液流动模型,优化了长周期控压排液参数;升级配套了地面关键设备,实现了精确计量与安全环保。研究和实践结果表明:(1)通过技术创新优化,试验井ZP1井实现了94天连续气液两相流,试采产量和压力稳定,井口测试日产页岩气6.42×104m3;(2)试验井压后页岩气无阻流量达到26.4×104 m3/d,较同区块直井试气产量提高超过10倍,实现了中国北方海相页岩气勘探的重大突破。     

页岩气体积压裂效果评价数据支持系统研究

体积压裂已经成为页岩气增产的必要措施,如何评价体积压裂效果是页岩气藏提高压裂水平亟待解决的问题。在体积压裂井产能评价、压裂效果多因素影响分析、相关性分析、多元回归分析的理论基础之上,建立了压裂投产效果评价指标和压裂工艺效果评价指标,通过理论计算明确裂缝几何参数对页岩气藏压裂效果的影响程度,同时引入体积压裂井产能变化指数,建立评价方法,将压后生产动态情况综合到压裂效果评价中,并应用模糊数学方法对评价指标进行计算,解决了压裂效果评价中的地质因素和工程因素之间的矛盾。实例计算表明:数据支持系统能够满足页岩气体积压裂效果评价现场需求,应用效果较好,经济效益显著。图2表4参13     

页岩气体积压裂水平井产能影响因素研究

针对页岩气开发中体积压裂水平井的产能影响因素问题,利用数值模拟技术,在考虑页岩气等温吸附和解吸条件下,建立有限导流页岩气体积压裂水平井开采模型。通过研究天然微裂缝渗透率、基质-微裂缝ｓｉｇｍａ 系数、储层改造体积、人工裂缝导流能力、诱导裂缝导流能力、诱导裂缝密度以及非达西因子等因素对产量的影响,得到人工裂缝导流能力、天然微裂缝渗透率和改造体积大小对累计产气量的贡献率分别为２８. ６６％、２２. ５０％、２２. ３５％,是影响单井产能的最主要的３ 大因素。气井产能优化设计对页岩气储层改造具有一定指导意义。